CC BY
90
УДК 550.424:550.8.05
РОЛЬ ГЛУБИННЫХ ПРОЦЕССОВ В ФОРМИРОВАНИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
РЛ.Готтих (Всероссийский научно-исследовательский институт геологических, геофизических и геохимических систем), БЛ.Писоикий (Институт проблем нефти и газа РАН), С.С.Малинина, А.И.Черненкова (Всероссийский научно-исследовательский институт геологических, геофизических и геохимических систем)
Выполнен комплекс геохимических исследований по изучению микроэлементного состава смолисто-асфальтеновых и ас-фальтеновых фракций нефти. Показаны различия по содержанию и соотношению между некоторыми элементами в нефти из месторождений различных структурно тектонических зон региона. В совокупности с данными по геохимической специализации битумов выделены три группы нефти, приуроченные к Варандей-Адъзвинской, Хорейвейской и Ижма-Печорской областям. Использование геофизических материалов по региональным профилям позволило обозначить причинно-следственные связи между строением земной коры, областями локализации скоплений УВ и особенностями их геохимического состава.
Ключевые слова: микроэлементный состав; геохимические, геофизические исследования; фракции нефти.
Тимано-Печорский регион является одним из старейших нефтегазовых районов России. Вместе с тем вопросы формирования скоплений нефти в этой провинции актуальны и в настоящее время. Генезис нефти данной провинции рассматривается с позиций как оса-дочно-миграционной, так и мантийно-коровой концепций, при этом в рамках каждой из них имеется своя система доказательств. Возможности генерации, миграции, аккумуляции УВ и сохранения залежей на определенных этапах геологической истории развития Тимано-Печорского осадочного бассейна с позиций осадочной концепции достаточно детально рассмотрены в работе [1]. Модель, допускающая участие в формировании залежей мантийных УВ, инъецированных в земную кору по системе глубинных разломов, - в работе [2].
Как известно, нефть представляет собой сложную систему, состоящую не только из УВ-компонентов и их соединений, включая соединения с хлором и фтором, но и неУВ, генетически не связанных с нефтью (инертные газы и их изотопы). Постоянной составляющей являются и микроэлементы, присутствующие в нефти в большинстве в форме элементорганических соединений. Причем соотношения между рядом малых элементов в нефти указывают на геохимическую индивидуальность нафтидов различных нефтегазоносных провинций, согласующуюся с процессами геодинамического развития регионов, в частности с составом магматических проявлений [3].
В настоящей статье на основе комплексного рассмотрения результатов геохимического изучения нафтидов и геофизических материалов, отражающих строение земной коры, сделана попытка как выявить вероятные источники металлов в нефти, так и оценить роль
глубинных процессов в формировании УВ-скоплений на территории Тимано-Печорской провинции.
Геохимические исследования включали изучение микроэлементного состава смолисто-асфальтеновых и асфальтеновых компонентов скоплений нефти, локализованных в породах различных стратиграфических уровней геологического разреза (от силура до перми) и интервалов глубин от 3200 до 200 м. Пробы нефти и битумов отбирались с привязкой к структурно-тектоническим элементам региона (рис. 1). Основная информация получена масс-спектрометрическим методом с использованием ELAN 6100 DRC (аналитик Д.З.Журавлев), а также ней-тронно-активационным анализом (аналитик А.Л.Керзин), позволившим определить в асфальтеновых фракциях нефти содержание таких летучих микроэлементов, как Hg, Se, As, Re (часть анализов выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ в рамках реализации Федеральной целевой программы "Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014-2020 годы". Уникальный идентификатор прикладных научных исследований (проекта) — RFMEFI57614X0043).
Использование геохимии малых элементов в нефти обусловлено их геолого-геохимической информативностью. В наибольшей степени это относится к литофиль-ным элементам. Изучение микроэлементного состава нефти Тимано-Печорской провинции показало, что в целом для них характерны широкие вариации содержаний как подвижных транзитных (Mn, V, Ni, Cu, Zn и др.), так и малоподвижных, высокозарядных (Th, РЗЭ, Zr, Y и др.) элементов (таблица 1). Максимально насыщены металлами асфальтены нефти из карбонатных девон-
Рис. 1. СТРУКГУРНО-таСГОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ (по Носкову A.A. 2005)
нижнекаменноугольных отложений Лабоганского и терригенных нижнепермских отложений Седьягинско-го месторождений, приуроченных к валу Сорокина Варандей-Адзъвин-ской структурно-тектонической зоны (см. рис. 1). Причем асфальтены Лабоганской нефти характеризуются «ураганными» концентрациями не только "Л, Мп, Со, Си, 2г\, РЬ, но и 2г, У, РЗЭ, ТИ, и, так сумма РЗЭ достигает 30,26 Ю"4 %, содержание тория — 1,71 -104 % и урана — 0,86 • 104 %. Такие высокие содержания литофильных элементов в асфальтенах не были встречены ранее в нефти ни одной нефтегазоносной провинции. Близки к Лабоганской по своим геохимическим характеристикам и асфальтены Седъя-гинской нефти. Для них характерно существенное превышение содержания тория над ураном (2,0-2,7) и близкое к 1 отношение Еи/Еи* (0,8-0,9) на кривых распределения хондрит-нормализованных концентраций лан-танидов [Еи/Еи* = 2Ецд/&пц + <Зс^/2]. Асфальтены нефти нижнедевонских карбонатных отложений Севе-ро-Сарембойского месторождения Сарембой-Лекейягинского вала, ограничивающего Варандей-Адзьвин-скую структурно-тектоническую зону с востока, менее металлоносны (табл. 2, см. табл. 1).
х
Границы структур: 1 - крупнейших региональных, надпорядковых, 2- крупных (I порядка), 3- средних (П порядка); 4 - профили ГЗС; 5- месторождения УВ; таманская гряда: б - валы и поднятия, 7- мегавалы; Печорская плита: 8-мегавалы, валы и поднятая, 9- моноклинали, ступени и седловины; 10-прогибы, впадины, депрессии и котловины; Предуральский краевой прогиб: 11- поднятия, валы, 12-ступени, моноклинали, 13-впадины, депрессии; 14 - места отбора проб нефти и битумов; нефти: 1 - Лабоганская, 2 - Седъягинская, 3 - Северо-Сарембойская, 4 - Сюрхаратинская, 5 - Северо-Хоседаюская, 6 -Средне-Макарихинская, 7-Возейская, 5-Северо-Харьягинская, 9-Усинская, 10-Исаковская, 11- Ярегская, 12-Запад-но-Тэбукская; битумы: 13 - антраксолит, Западно-Согшеская (скв. 78, интервал 1830 м), 14- керит, Средне-Макарихинская (скв. 10, интервал 3030 м), 15-керит, Омра-Сойвинская (скв. 2001, интервал 270 м), 16-асфальт, Бадьельская (обнажение), 17- асфальтит, Нямедьское (обнажение), 18-асфальтит, Войское (обнажение), 19-асфальт, Надейюская (скв. 11, интервал 1118 м); структуры: Г - Тиманская гряда, ГЗ - Восточно-Тиманский сложный вал, ГЗ-1 - Ухта-Ижемский вал, Л - Ижма-Пе-чорская седловина, Д1 - Неришая ступень, Л2 - Ерсинская синклинальная структура, ЛЗ - Омра-Лузская седловина, Л4 -Малоземельско-Колгуевская монаклиналь, Ж - Печоро-Колвинский авлакоген, Ж1 - Печоро-Колвинский мегавал, Ж2 - Денисовский прогиб, Ж2-1 - Шапкино-Юрьяхинский вал, ЖЗ - Колвинский мегавал, 31 - Хорейверская впадина, 31-1 - Черно-реченская депрессия, 31-2 - Седъягинская ступень, 31-3 - Колвависовская ступень, 31-4 - Сандивейское поднятие, 31-5 -Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, 32 - Варандей-Адьзвинский авлакоген, 32-1 - вал Сорокина, 32-2 - Мореюс-кая депрессия, 32-3 - Сарембой-Лекейягинский вал, 32-4 - вал Гамбурцева, И1 - Коротаихинская впадина, К1 - Воркугское поперечное поднятие, К2 - гряда Чернышева, КЗ - Косью-Роговская впадина, Л1 - Большесынинская впадина, М1 - Средне-печорское поперечное поднятие, Н1 - Верхнепечорская впадина
Bi:
с
S3 I
в, с
Таблица 1
Содержание микроэлементов в смолисто-асфальтеновых и асфалыпеновых фракциях нефши, мг/т
Микроэлементы 1* 2* 3* 4** 5** 6** 7** 8** 9* 10* 11* 12*
Sc 7100 457 375 99 116 174 196 270 306 373 304 320
Ti 651000 22100 7110 1200 4380 1840 11189 2720 6020 11500 4860 5970
V 48100 302000 44100 5960 74500 137000 10647 23700 342000 722000 526000 1070000
Cr 33500 4350 1930 10800 15000 24800 2781 37200 2770 7420 7670 2220
Мп 120000 10400 2140 576 1430 2040 1551 1270 1070 5960 1770 2110
Со 4850 1270 268 82 349 475 143 90 936 1440 1880 2610
Ni 68800 172000 162000 42600 101000 136000 11178 6950 272000 364000 230000 433000
Си 36400 7680 8970 11000 26600 22900 130930 96200 1840 130000 5090 9340
Zn 511000 21000 18000 14300 74900 54100 49481 30100 12400 20200 172000 17800
Ga 3750 5180 101 25 166 191 26 95 1130 1720 262 778
Rb 10500 556 118 23 80 31 132 32 38 155 64 259
Sr 203000 19600 6300 315 843 938 3587 1870 457 1690 2160 1290
Y 5590 155 34 4 20 10 29 29 253 146 113 61
Zr 27100 1520 471 124 354 264 2266 342 17900 1640 836 900
Nb 2420 87 21 7 26 7 5 10 67 38 16 22
Mo 1590 5940 1640 206 207 608 82 193 4670 9090 368 642
Pd 119,00 7.80 4,06 0,80 1,18 2,23 3,29 2,85 2,05 1,79 1,61 2,75
Cd 7120 42 275 46 310 303 1635 75 28 54 217 37
Cs 793,0 29,0 4,7 0,6 2,3 1,4 2,9 1,0 1,2 6,6 3,5 3,5
La 5840,0 196,0 82,4 21,1 48,1 22,1 118,5 108,0 119,0 152,0 44,8 85,2
Ce 12000 405,0 92,2 37,4 87,6 35,3 201,7 167,0 191,0 319,0 86,3 175,0
Pr 1450,0 50,2 10,1 4,0 9,9 4,0 21,2 18,8 26,1 39,0 11,4 18,9
Nd 5670,0 193,0 35,5 10,2 33,1 13,8 69,0 46,6 112,0 161,0 55,6 62,9
Sm 1110,0 39,3 7,7 0,8 4.2 1,5 11.3 5,4 22,0 34,1 12,6 12,7
Eu 288,0 11,9 2,8 0,5 1,3 0,6 6,4 1,2 5,7 8,2 3,2 2,9
Gd 1140,0 39,0 8,7 1,2 4,0 2,4 5,9 8,5 26,1 35,6 17,1 13,9
Tb 184,0 5,2 1,3 0,3 0,8 0,3 0,8 1,3 4,6 5,5 3,1 2,1
Dy 1030,0 29,6 6,5 1,1 3,1 1.4 4.6 7,0 36,7 29,6 21,0 11.7
Ho 212,0 6,2 1.5 0,1 0,9 0,4 0,8 1,1 9,6 5,4 4,9 2.6
Er 586,0 14,8 4,5 0,6 1,8 1,0 2,5 3,2 31,5 14,2 13,6 7.7
Tm 82,40 2,40 0,50 0,03 0,30 0,20 0,40 0,60 5,30 1,90 1,80 1,50
Yb 534,0 17,4 3,4 0,6 2.0 0,8 2,9 2,8 37,6 14,1 13,3 7,6
Lu 81,50 2,40 0,50 0,05 0,40 0,22 0,40 0,60 6,60 1,90 2,00 1,40
Hf 769,0 42,1 9,2 3,4 8.4 5,3 53,2 6,5 346,0 38,7 15,4 20,6
Та 168,0 6,9 2,9 0,6 0.1 0,6 0,2 1,0 11,6 3,7 1.6 2,2
W 3190 193 96 66 285 274 48 106 85 273 76 239
lr 2,14 1,11 1,56 0,37 0,50 0,59 0,22 1,02 0,63 1,20 1.19 1,42
Pt 3,57 3,20 1,52 0,18 0,08 1,38 1,03 0,62 1,39 2,22 1,32 1,07
TI 91,6 4,8 1,3 0,8 1.4 1,8 2,1 1,1 0,8 4,0 9,0 2,4
Pb 33100 4310 3440 1140 4930 6830 2547 10000 650 12000 4190 1550
Bi 538 27 147 139 173 46 86 61 26 109 231 126
Th 1710,00 86,0 12,3 1,4 6,7 2,3 14,0 9,5 48,8 36,3 27,0 29,5
U 865,0 31,4 15,0 4,3 9,3 13,2 5,2 29,7 19,3 56,7 90,7 12,5
Примечание. Фракции нефти: *асфальтены, "смолы и асфальтены; нефти (площадь, скважина, возраст коллектора): 1 Лабо-ганская-381, D; 2 Седъягинская-365, С-Р; 3 Северо-Сарембойская-16, S-D; 4 Сюрхаратинская, Dj; 5 Северо-Хоседа-юская, D; 6 - Средне-Макарихинская-9, S; 7 - Возейская, 8 - Северо-Харьягинская; 9 - Усинская-11, Р; 10 - Исаковская, С-Р; 11-Ярегская, D, ~ 250 м; 12 - Западно-Тэбукская, D.
Таблица 2
Геохимическая характеристика асфальтенов и смолисто-асфальтеновых фракций нефти
различных структурно-тектонических зон
Блок, площдь, интервал глубин, м S РЗЭ Eu/Eu* Ce/Yb La/S m Gd/Yb Th U Th/U
Асфальтены
Варандей-Адзъвинская зона
Вал Сорокина 3026,0 0,8 5,8 3,6 1,7 1710,0 860,5 2,0
Лабоганская (Оз-С^)
1402 1408
Седъягинская (Р-|) 1012,3 0,9 6,0 3,4 1,8 86,0 31,4 2,7
944 1020
Сарембой-Лекейягинский вал 258,1 1.0 7,0 7,3 2,1 12,3 15,0 0,8
3021-3058
Северо-Сарембойская (О^Сг)
Ижма-Печорская впадина
Ярегская (Da) (шахта) 290,7 0,7 1,8 2,4 1,0 27,0 90,7 0,3
Западно-Тэбукская (D2) 406,0 0,7 5,9 4,6 1,5 29,5 12,5 2,4
1362-1377
Исаковская (Pi) 821,4 0,7 5,9 3,1 2,0 36,3 56,7 0,6
1207-1217
Печоро-Кожвинский авлакоген
Колвинский мегавал 438,0 0,6 10,0 5,0 2,1 48,8 19,3 2,5
Усинская (CrPi)
1203-1240
Смолисто-асфальтеновая фракция
Варандей-Адзъвинская зона
Вал Сорокина 180,3 1,2 9,3 4,0 3,5 2,9 7,9 0.7
Северо-Сорокинская (Р)
1142-1181
Хорейверская впадина
Сюрхаратинская (D3) 78,1 1,5 29,6 18,8 3,1 1,4 4,3 0,3
3192-3208
Северо-Хоседаюская (D3) 111,2 0,9 11,5 7,9 1.7 6,6 9,3 0,5
3041-3054
Средне-Макарихинская (S() 85,3 1,1 11,2 10,1 2,0 2,3 13,2 0,2
3088-3120
Печоро-Кожвинский авлакоген
Колвинский мегавал 374,3 0,5 15,3 13,7 2,4 19,5 20,7 1.1
Харьягинская (Р)
2044-2100
Возейская 446,2 2,2 18,3 7,2 1,7 14,0 5,2 2,7
На территории Хорейверской впадины исследовались смолисто-асфальтеновые компоненты нефти, отобранной из месторождений различных зон (см. рис. 1): Сюрхаратинского (03) — на севере, Северо-Хоседа-
юского — в центральной части и Средне-Макарихинско-го (Б) — на юге. Содержание всех микроэлементов, особенно литофильных, в смолисто-асфальтеновых фракциях ниже, чем в асфальтенах. Изменяется и соот-
Таблица 3
Содержание «летучих» элементов в асфальтенах нефти, мг/т
Блок Площадь, интервал глубин, м Нд АБ Бе Ад Не Аи БЬ
Тиманский кряж Ярегская 240 3630 220 24,0 6,4 3,9 240
200
Ижма-Печорская Западно-Тэбукская 1590 150 360 58,1 56,5 4,0 90
впадина 1362 1377
Исаковская (Р-|) 4190 2960 910 85,4 413,0 10,3 440
1207-1217
Печоро-Колвинский Усинская 3260 350 990 27,8 97,2 1,5 1390
авлакоген 1203-1240
Варандей-Адзъвинская Лабоганская Не опр. Не опр. Не опр. 142,0 18,2 29,9 Не опр.
структурно-тектоническая 1402-1408
зона, вал Сорокина, Седъягинская 1270 п 800 46,0 169,0 9,6 110
Сарембой-Лекейягинский 944-1020
вал Северо-Сарембойская Не опр. 348 Не опр. 29,3 15,1 3,7 98616
3021-3058
Примечание. Данные анализа получены нейтронно-активационным методом.
ношение элементов, что и определило, в частности, низкое значение в них торий-уранового отношения (0,2-0,5), наличие европиевого максимума на кривых распределения хондрит-нормализованных концентраций РЗЭ (см. табл. 2). По геохимическим характеристикам нефти близки между собой. На общем фоне повышенных концентраций подвижных элементов наблюдается некоторое обогащение V, Сг, N1 нефти Средне-Ма-карихинского месторождения, а лантаноидами, ТИ, Ъх, У - Северо-Хоседаюского. Подобное обогащение смо-листо-асфальтеновых компонентов нефти Северо-Хо-седаюского месторождения литофильными элементами, а также пониженное значение Еи/Еи*-отношения (0,9) на фоне отчетливых европиевых максимумов (1,1 и 1,5) могут быть обусловлены повышенным количеством в нефти доли асфальтенов. Кривые распределения хондрит-нормализованных концентраций РЗЭ изученных трех проб близки между собой при некотором увеличении содержания легких лантанидов в нефти Сюр-харатинской площади. В целом же содержание лито-фильных элементов в нефти месторождений, локализованных в пределах Хорейверской впадины, самое низкое из всех исследованных проб в пределах Тима-но-Печорской провинции.
Смолисто-асфальтеновые фракции нефти Колвин-ского мегавала более металлоносны по отношению к нефти Хорейверской депрессии. Фракции нефти Возей-ского и Харьягинского месторождений содержат повышенные концентрации как V, Со, N1, Си, 2п, РЬ, так и ли-тофильных элементов при большей метаплонасыщеннос-
ти нефти возейского скопления. Состав асфальтенов нефти Усинского месторождения также свидетельствует о значительной насыщенности их микроэлементами, а по геохимической характеристике они в какой-то степени близки к асфальтенам нефти вала Сорокина.
Иной геохимический тип асфальтенов характерен для нефти Исаковского месторождения, приуроченного к южной части Ижма-Печорской впадины (Мичаю-Паш-нинский вал), и Ярегского месторождения, расположенного на юго-восточном погружении Тимана (см. рис. 1). Несмотря на то, что ярегская нефть тяжелая, залегает на глубине не более 300 м, ее асфальтены обеднены практически всеми микроэлементами, особенно Аи, Ре, РЬ. Кривые распределения РЗЭ в асфальтенах нефти района близки между собой с четко выраженной отрицательной аномалией по Ей. Их объединяет и относительно высокая концентрация и, однако не сопровождающаяся одновременным накоплением других литофильных элементов, прежде всего ТЬ. В связи с этим, для нефти месторождений юго-западной части Тимано-Печорской провинции торий-урановое отношение в асфальтенах значительно ниже 1. Исключение составляют асфальтены нефти месторождения Западный Тэбук, приуроченного к Омра-Лузской седловине, которые близки по геохимической характеристике асфальтенам нефти Усинской площади.
Особенностью, типичной для всех исследованных нефтей Тимано-Печорской провинции, является значительное их обогащение «летучими» микроэлементами (табл. 3). Проведенные исследования показали, что
Таблица 4
Отношение содержания микроэлементов в нефти к их концентрации в верхней коре (по [4])
2 I- Acc >альтены нефти
X «1 X 1 5 о Варандей Адзъвинская зона Печоро-Колвинский авлакоген Ижма-Печорская впадина
X X X Лабоганская Седъяги некая Северо-Сарембойская Усинская Ярегская Западно-Тэбукская Исаковская
Ti V Ni Си Ag Cd Re As Se Sb Au 10,85 0,80 3.44 1.45 28,40 72,65 36,40 He опр. и 16,60 0,36 5,03 8,60 0,30 0,92 0,43 338,00 Не опр. 19,00 0,55 0,80 7,10 0,70 8,10 0,30 0,60 2,80 30,20 Не опр. и и 2,00 0,12 5,60 13,90 0,19 2,02 0,79 220,00 0,23 19,00 6,95 21,00 0,08 8,76 11,50 0,20 0,48 2,21 12,80 2,42 4,40 1,20 2,16 0,09 17,80 17,21 0,37 1,20 0,37 130,00 0,01 7,20 0,45 2,20 0,19 12,03 18,20 5,20 1,70 0,54 826,00 1,97 18,20 2,20 5,70
нефти, независимо от принадлежности их месторождений к тем или иным структурно-тектоническим зонам, наряду с V, Ni, содержит значительные количества Re, Ag, Se, Ад, Аи, Нд, существенно превышающие их содержание в породах верхней континентальной коры [4]. Элементами V и Ni обогащены асфальтены нефти всех месторождений, но особенно Ижма-Печорской впадины. В меньшей степени это относится к нефти Седъягинского и Лабоганского месторождений, асфальтены которых, в отличие от других, в значительной степени концентрируют Ti, Си, Mo, Cd, Bi и Ag. Отмечается повсеместно высокая концентрация Re, превышающая его содержание в породах континентальной коры в десятки и сотни раз. Повышенное содержание As в ас-фальтенах нефти Ярегской и Исаковской площадей, коррелируемое с их повышенной ураноносностью, может свидетельствовать, по-видимому, об отличном от других нефтей региона источнике U и ином механизме его накопления (табл. 4). Выявленные закономерности в общем виде сохраняются и в смолисто-асфальтено-вых компонентах нефти, при том что уровень содержания таких элементов, как V, Ni, Re, в последних снижается, a Ag, Аи - повышается. Согласно данным, полученным по фракционному составу нефти других регионов, наряду с Ag, Аи, смолисто-асфальтеновые компоненты нефти Тимано-Печорской провинции будут обогащаться As, Se и Hg.
В целом по геохимическим особенностям нефти Тимано-Печорской провинции можно разделить на три группы. Первая группа — это нефти вала Сорокина Ва-
-OIL AND GAS
рандей-Адзъвинской структурно-тектонической зоны (месторождения Лабоганское и Седъягинское), вторая - нефти Хорейверской впадины (месторождения Сюрхаратинское, Северо-Хоседаюское, Северо-Мака-рихинское) и третья — нефти месторождений юго-западной части провинции (месторождения Ярегское и Исаковское). Если для первых групп наиболее характерны микроэлементы литофильной специализации при максимальном накоплении РЗЭ, 2г, У, ТИ и I), то для третьей - V, № и I) при относительно пониженном содержании 2г, У, РЗЭ, ТЬ. Эти различия определяют и значение ТИ/1)-отношения в нефти: в первой группе она всегда больше, а в третьей - меньше 1. Отличаются они и спектром распределения хондрит-нормализованных концентраций редкоземельных элементов, прежде всего значением Еи/Еи*-отношения.
Правомочность подобного деления нефти на группы подтверждается и данными о геохимической характеристике концентрированных и рассеянных форм углеродистых веществ, локализованных в породах геологических разрезов Тимано-Печорского региона. Как показали исследования, выполненные ранее [5], битумы юго-западной части Тимано-Печорской провинции, подобно нефти Ярегского и Исаковского месторождений, отличаются повышенными и высокими концентрациями и при пониженных — ТИ. Так, в углеродистых образованиях Нямедьского рудника, расположенного в пределах Ти-манского кряжа, содержание ТЬ и II составляет 23-Ю"4 и 273-10 4 % соответственно. Еще более значимые различия в содержании данных металлов (27-Ю 4 и 19500 Ю4 %)
3'2016 -А
Фото в отраженных электронах
наблюдаются в асфальте Бадьельского рудника, расположенного в пределах Ижма-Печорской впадины, в зоне пересечения нескольких крупных разломов северо-восточного, северо-западного и субмеридионального направлений. Вертикальная сопряженность в геологических разрезах нефтенасыщенности девонских коллекторов и битумонасыщенность каменноугольных отложений в пределах Нямедьской и Бадьельской площадей позволяют говорить о расформировании девонских скоплений УВ за счет выноса в верхние горизонты нефтяных компонентов, растворенных в газе или в составе гидротермальных растворов [6]. Резкое падение давления во флюидонасыщенных системах вызвало в приповерхностных условиях выпадение твердых битумов, представленных смесью углеродистых веществ различных классов, подтверждением чему служат геохимическая идентичность асфальтенов нефти и асфальтитовых полей и многочисленные пустоты в битумах, образовавшиеся после отделения газов.
Наряду с концентрированными формами битумов, в пределах территории широко распространены рассеянные битумы, приуроченные к зонам трещиноватости в верхней части геологического разреза некоторых продуктивных площадей. В кальцитовых прожилках микрозернистых известняков нижнего карбона Запад-но-Соплеского газоконденсатного месторождения обнаружены битумы типа антраксолита с содержанием урана 7402 ■ 10 4 % при концентрации тория 0,2 • 10 4 %. Использование сканирующего электронного микроскопа .18М — 56101_У, оснащенного спектрометром 1Ы-САЕпегду 450, позволило определить форму нахождения II в антраксолите и предложить вероятный механизм его накопления. В отраженных электронах хорошо видны равномерно рассеянные шарообразные выделения уранинита размером ~ 6 мкм (рис. 2). Сферичность поверхности раздела между включениями уранинита и вмещающим его битумом предполагает их одновременное осаждение из общего восстановленно-
го флюида, перенос металла в котором мог осуществляться в комплексе с органическими лигандами. Субмикроскопические размеры шариков уранинита в битуме свидетельствуют об относительно затрудненных условиях для движения II к местам его концентрирования, а рассеяние их в массе углеродистого вещества — о высокой вязкости среды минералообразования [5]. Определения температур гомогенизации включений в разрезе месторождения, по мнению авторов статьи, важный вывод о разорванности во времени процессов формирования УВ-скоплений и твердых углеродистых веществ и, следовательно, о неоднократной фильтрации восстановленных систем в осадочных образованиях, по-крайней мере, в юго-восточной части Тимано-Печор-ской провинции. Основанием для такого вывода послужило существенное различие в температурах, полученных для включений в кальците из прожилков с битумом (270-350 °С) и во вторичных включениях микротрещин в продуктивных песчаниках живетского яруса (4150-4220 м, скважины 77, 79, 83, 85), где измеренные температуры гомогенизации не превышали 110-130 °С.
Одновременное обособление битуминозного вещества и выделение в нем урансодержащих минералов позволили и-РЬ-методом на масс-спектрометре МАТ-261 определить время формирования битума. По соотношениям 206РЬ/2381) и 207РЬ/23511 модельный возраст битума составил соответственно 203,1 и 204,4 млн лет [7]. Исходя из полученных данных, можно судить о киммерийском (на рубеже триаса и юры) времени формирования урансодержащих битумов, рассеянных в геологических разрезах месторождений юго-западной и юго-восточной частей Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Для киммерийской металлогениче-ской эпохи характерны формирования не только уран-битумных месторождений, а также гидротермальных месторождений полиметаллов, флюоритов и ртути с битумами в пределах юго-западной части Восточно-Европейской платформы [8].
Среди рассеянных и концентрированных форм локализации углеродистых веществ выделяются битумы Надейюского битумного месторождения, расположенного в пределах вала Гамбурцева Варандей-Адзъвин-ской структурной зоны (см. рис. 1). В приповерхностных нижнекаменноугольных отложениях в створе месторождения отмечаются скопления асфальтита. Кроме того, следы миграции УВ-систем в виде асфальтов обнаруживаются в трещинах известняков и песчаников керна на глубине 1118-2704 м (скважины 10, 11, 16).
Как и асфальтены нефти Лабоганского, Северо-Соро-кинского и Варандейского месторождений, битумы (асфальт) обогащены редкоземельными элементами, U и особенно Th (до 1652 ■ 10'4 %) при отношении Th/U > 2 [5].
Полученные материалы позволяют говорить, что источником металлов в процессах нафтидогенеза могла выступать сложная УВ-водная флюидная система, битуминозная фаза которой транспортировала широкий комплекс микроэлементов. При этом процессы фильтрации носили импульсный, разновременный характер. Если на юго-западе территории нефтенакопление предшествовало формированию рудно-битумных новообразований, то на юго-востоке, наоборот, наследовало. В северо-восточных частях провинции нефтенакопление и битумогенез могли иметь относительно синхронный характер. Эволюционное преобразование системы при изменении Я7"-условий миграции приводило к формированию различных форм углеродистых соединений (твердых и жидких) с одновременным накоплением в них разных групп микроэлементов. При этом геохимическая специализация флюидов юго-западной (Тиман-ского кряжа и Ижма-Печорской впадины) и северо-вос-точной (Варандей-Адзъвинской структурной зоны) частей провинции свидетельствует о различных источниках микроэлементов в них. Вместе с тем, исходя из того, что ни ОВ осадочных пород, ни сами породы не могли обеспечить накопление в нефти таких элементов, как Re, Hg, платиноиды (если породы вторично не обогащены ими), логично допустить участие в формировании геохимического состава нафтидов глубинных источников. Последнее должно найти отражение в структуре и составе консолидированной земной коры. Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических материалов, кратко обратимся к геодинамической истории формирования региона.
Согласно ряду работ (Глуховский М.З. и др., 1994; Rogers, Santosh, 2002; Zhao et at., 2004 и др.), формирование Тимано-Печорского сегмента Восточно-Европейской платформы и его фундамента представляется следующим образом. Распад Родинии (1050-850)-750 млн лет назад), составной частью которой была Балтика, привел к формированию пассивной окраины Восточно-Европейского континента, простиравшейся до современной Припечорской зоны разломов. Вместе с тем в пределах океанического бассейна в этот период закладывалась энсиматическая, со временем трансформирующаяся в энсиалическую, островная дуга, вошедшая в состав предполагаемого микроконтинента Арктиды (Кузнецов Н.Б., 2005, 2009; Филатова Н.И., Хаин В.Е., 2010; Довжикова Е.Г. и др., 2008; 2012; 2014).
В первой половине венда океанический бассейн полностью закрылся, коллизия активной новоземель-ской окраины микроконтинента с пассивной тиманской окраиной Балтики и привела к формированию Тимано-
Печорского позднедокембрийско-раннепалеозойско-го коллизионного орогена. Вещественным выражением завершающих этапов этой орогении явилось становление массивов гранитоидов А5-типов, характеризующихся изотопными датировками в диапазоне от 584 до 510 млн лет и наследующих их более глубинных гранитоидов Атипа с изотопным возрастом от 564 до 498 млн лет. Кислые породы максимально развиты в Припечорско-Илыч-Чикшинской разломной зоне [9].
Таким образом, фундамент Тимано-Печорской плиты должен быть сложен позднепротерозойскими осадочно-метаморфическими породами с эффузивными и интрузивными образованиями. Вулканогенно-ме-таморфические формации на юго-западе региона (Ижемский блок) представлены рифейскими метаморфическими сланцами, кварцитами, апоаркозами,песчанистыми мраморами низших ступеней метаморфизма с отдельными массивами основных и ультраосновных пород. Для центральной области плиты, охватывающей большую часть Припечорского блока и Большеземель-ский, характерны кристаллические толщи средних и высоких ступеней метаморфизма с интрузиями двуслю-дяных гранитов, диабазов и гранитоидов [10]. Раздел этих мегаблоков устанавливается по системе Припечорского и Илыч-Ч икшинского разломов, в которых скважинами вскрыты базальты, габбро, андезиты, габбро-амфиболиты, диориты,габбро-диабазы,плагио-граниты, субщелочные базальты, а также разнообразные гранитоиды. Среди вулканогенных пород широко распространены эффузивы известково-щелочной серии. Вещественный состав перечисленных магматических ассоциаций свидетельствует о том, что их образование в позднем протерозое было связано с геодинамической обстановкой, свойственной островным дугам ([9-11] и др.). Вторая островодужная зона намечается в районе Полярного Урала. К западу от нее, на северо-востоке Тимано-Печорской плиты, находилась впадина океанского типа [10-12]. Таким образом, территория тиманид содержит все реликты средне-позднерифей-ского океанического бассейна: пассивную окраину с шельфом и континентальным склоном, океанические формации и разделяющие их микроконтинентальные блоки с позднепротерозойскими комплексами в основании; надсубдукционные известково-щелочные формации. Здесь прослеживаются и все элементы вендского орогена с возрастом метаморфизма породных комплексов 543-590 млн лет (Бушляков И.Н. и др., 1994 и др.).
Палеомагнитные реконструкции показывают, что в раннем палеозое, с кембрия до девона, Восточно-Европейский кратон дрейфовал в южном полушарии по направлению к экватору (БуеШиге! М.А., 1992; Тог^кега! Т.Н., 1995). На рубеже силура и девона (около 400 млн лет назад) в результате коллизионного события со стороны Северо-Американской плиты в пределах Восточно-Ев-
ропейского сегмента в среднем — позднем девоне произошла регенерация заложенных в рифее рифто-вых зон. Нахождение же в это время Балтии над африканским горячем полем послужило основой развития в регионе внутриплитного магматизма. В дальнейшем тектоническая активизация региона имела место в ка-менноугольно-пермское раннекиммерийское и альпийское время, в связи с распадом Пангеи и раскрытием Северного Ледовитого океана. Исключение составили триасовые магмопроявления в северных районах провинции.
Для изучения строения земной коры в областях нефтегазонакопления был использован комплекс геофизических (сейсмических, гравитационных и частично магнитометрических) данных, полученных вдоль глубинных профилей ГСЗ: Мурманск — Кызыл, Белое море -Воркута и Чешская губа — Пай-Хой. Ранее А.В.Егорки-ным и Н.К.Булиным в результате сопоставления строения земной коры региона, полученного на основании анализа сейсмических материалов вдоль данных глубинных профилей ГСЗ, с характером размещения скоплений нефти было показано, что глубинное строение основных структурно-тектонических областей Тимано-Печорской провинции, занимаемых однотипными нефтяными скоплениями, довольно неоднородно и не может быть описано в рамках единственной сейсмической модели. Основной сделанный ими вывод сводился к тому, что глубинные скоростные аномалии на уровне прогнозных оценок районов на территории Тимано-Пе-чорской провинции не работают и являются скорее провинциальными признаками [13]. Однако использование более широкого комплекса геофизических данных позволило, как представляется авторам статьи, обнаружить причинно-следственные связи между строением земной коры, областями локализации скоплений нефти и особенностями ее геохимического состава. В качестве примера приведены материалы по фрагменту сейсмического профиля Чешская губа — Пай-Хой (Агат-1), позволившие представить строение земной коры в пределах основных структурно-тектонических элементов северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. При близкой сейсмической характеристике верхней мантии скорости продольных волн в консолидированной коре региона значительно дифференцированы: выделяются блоки, отличающиеся скоростными параметрами внутрикоровых слоев и коры в целом (в обработке А.В.Егоркина) (рис. 3, А). Так, в нижней коре находят свое отражение Припечорский и Боль-шеземельский блоки, составляющие Денисовско-Хо-рейверский мегаблок; Мореюский мегаблок (Варан-
дей-Адзъвинский блок) и Коротаихинский мегаблок*. Нижняя консолидированная кора западной части Припечорского блока (восточнее Припечорско-Илыч-Чикшинской зоны разломов) характеризуется максимальными скоростями продольных сейсмических волн (7,0-6,9 км/с) и отражает выплавленный остро-водужный мафитовый комплекс. Восточнее отмечается базифицированный домен с Ур = 6,75-6,65 км/с, граница которого с менее скоростной парагнейсовой (вулканогенно-осадочной) нижней корой Большезе-мельского блока (Ур=6,65-6,55 км/с) проходит по восточной части Колвинской системы разломов. Нижняя кора Мореюского мегаблока наиболее скоростная (Ур= 7,45-7,35 км/с), что, по мнению С.Л.Костюченко, отражает присутствие реликтов рифейской океанической коры. Средняя консолидированная кора Дени-совско-Хорейверского мегаблока также высокоскоростная (Ур = 7,04-6,90 км/с), что, судя по всему, является как следствием дифференциации островодужных магматических комплексов (островодужные диабазы и /4-гранитоиды Хорейверской впадины), так и наложенных более поздних магматических очагов (см. рис. 3, А). Верхняя консолидированная кора в пределах профиля Агат-1, согласно скоростям продольных волн, в различной степени гранитизирована на большей части Дени-совско-Хорейверского мегаблока, а на Мореюском блоке представлена преимущественно сланцами основного состава.
Из разреза эффективной плотности вдоль отрезка профиля следует, что сейсмическая слоисто-блоковоя структура консолидированной коры «нарушена» вертикальными и наклонными областями повышенной плотности геологической среды, прослеживающимися в некоторых случаях, с верхних зон мантии (см. рис. 3, Б). На основе данных о скоростях продольных и поперечных волн была рассчитана плотность (ст = 0,18 Ур + 0,4( Ур/ + 1,02; А.Л.Алейников) для блоков, выделенных по сейсмическим данным, что позволило получить исходную плот-ностную модель. Сопоставление графиков наблюденного и расчетного поля от модели ГСЗ показало, что размеры блоков слишком велики и не могут полностью описать неоднородности среды, которые отражаются в поле. Для учета выделенных особенностей гравитационного поля в модель были добавлены сведения о границах блоков и разломных зонах, которые были взяты с тектонических карт и схем изучаемой территории, а также выделены при анализе высоко-, средне- и низкочастотных составляющих гравитационного поля. При этом некоторые вертикальные границы были «протянуты» на всю глубину разреза.
Названия блоков и мегаблоков у исследователей разнятся, что не влияет на суть обсуждаемого вопроса. -ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 3'2016-
GEOCHEMICAL INVESTIGATIONS
Рис. 3. КОМПЛЕКСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗЕМНОЙ КОРЫ ПО ФРАГМЕНТУ ПРОФИЛЯ АГАТ-1
Денисовско-Хорейверский мегаблок
i
S я • система
i 5 I раляомов |
i *
Мореюски» мегабяоя ¡КоротошинскиО *(воромдвй-Адпвимс1гии\ метблох блом)
Вошцткимо- ТаааШижыая система раипзмов
-250
В
-5 -10
-15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 км
vtui
75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375
1__—_I_ц_' _U_I_I_I_|__I_ '
«276
L
2.Т7 2.Н 2.71
гп>в\;,,Л8г.[1 мэ |,„
).t) 2.81 2.Н г.м г з.м I 7.ii г.м г.м
—Ч—---kmJJIl 2,'t 2.7В I.nhbil 1.19 <3,1*1.17
rr
2.Ю $ М» г.м 2.В1 2.7*3 84
МНЯ
г" "ЭД? 2,13 2.83 2.8* 2.IJ ? 2,65 2.Н
7.(11 2,9 i 2.95 ?4l 2.9» 2.95 "V Ы |2.М
2.84 2.8»
7.77 2,77 1 ?.ai, J.M ,
2.82 2,»l ijo -fi 2,11
2,»8 2.86 2.91 2 91*
2,85 tfi Ml
Пал
3.26
_
J.M
3,30
3.32
А - скоростная модель по ланным ГСЗ, Б - разрез эффективной плотности (по И.И.Приезжеву), В - плотностная модель по результатам 20-моделирования
Подбор плотностей осуществлялся автоматизм ро-ванно при помощи программного обеспечения ГИС «Ин-тегро». Процедура подбора осуществлялась до достижения максимальной сходимости кривых, а также для подбора таких значений плотностей, которые не противоречили бы объемной плотностной модели. Использование данной методики позволило детализировать плот-ностные вариации пород земной коры вдоль сейсмического профиля (см. рис. 3, В) и сделать несколько принципиальных, на взгляд авторов статьи, выводов.
Во-первых, показано, что плотностные аномалии формируются в верхней мантии, унаследовано проявляются в консолидированной земной коре, определяя внутреннюю неоднородность и ее блоковое строение, позволяющее предположить активный сквозькоровый характер протекания геодинамических процессов, обусловивших их появление. Границы блоков отождествляются с глубинными разломами, в большинстве случаев имеющими субвертикальное положение и выполняющими роль тектонических контактов между крупными структурно-формационными элементами коры, на что обращено внимание в работе [12].
Во-вторых, детальный анализ распределения плотности в каждой из аномальных областей позволил дифференцировать ее значения, обособить максимумы и ограничить их резкоградиентные зоны. Так, в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны (наложенного рифта) сейсмическим профилем пересекаются валы Сорокина, Сарембой-Лекейягинский, Талотинский и Мо-реюская впадина. Несмотря на то, что нижняя кора в пределах всей рифтовой зоны высокоскоростная, плотность пород значительно дифференцирована. Максимальные ее значения, начиная от верхней мантии и практически до кровли фундамента, наблюдаются в самой восточной части, в области сочленения Варандей-Адзъвинской структурной зоны с Предуральским прогибом, снижаясь как в сторону Мореюской впадины, так и к Вашуткина-Талотинскому надвигу (см. рис. 3, В). Вторая область повышенных значений плотности отвечает зоне сочленения Хорейверской впадины (Седъя-гинской степени) с Варандей-Адзъвинским рифтом и пространственно совпадает с валом Сорокина (см. рис. 1). Повышенное гравитационное поле в пределах Колвин-ского мегавала, сформированного, по мнению ряда исследователей, в результате инверсионных подвижек в позднем карбоне и пермотриасе на месте грабенов Колвинской системы разломов, обусловлено наличием ограничивающих его двух максимумов. Первый из них, западный, приурочен к зоне сочленения Колвинского мегавала с Печоро-Колвинским авлакогеном (Усть-Пе-чорская депрессия), второй, восточный, - к зоне сочленения мегавала с Хорейверской впадиной (Черноречен-ская депрессия). Породы осевой части Колвинского мегавала характеризуются относительно пониженными
значениями плотности. На фоне общего повышения гравитационного поля к Тиману изменения плотности пород в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала на рассматриваемом участке профиля выражены менее отчетливо.
Кроме гравитационных максимумов, приуроченных к валообразным поднятиям, повышение гравитационного поля наблюдается и на территории Хорейверской впадины. Оно обусловлено также наличием сквозного ман-тийно-корового плотностного максимума, отвечающего зоне сочленения Чернореченской депрессии и Седъягин-ской ступени. Данная аномалия соответствует вогнутой поверхности Мохоровичича, (см. рис. 3, А), а в работе [11] на интерпретационном (метод GRAD) разрезе диагонального глубинного профиля PC-15, секущего Хо-рейверскую впадину южнее профиля Агат-1, отмечен разрыв поверхности Мохоровичича. Таким образом, консолидированную кору региона составляют блоки, различающиеся физическими свойствами, скоростными параметрами внутрикоровых слоев и коры в целом. Области сочленения блоков выражены в повышенных значениях гравитационного поля с максимумами силы тяжести, приуроченными к крупным разломным зонам, ограничивающим валы и обусловленными протеканием в их пределах магматических процессов.
К границам тектонических структур приурочены и локальные аномалии магнитного поля. При общей согласованности кривых остаточного гравитационного и аномального магнитного полей следует обратить внимание на наличие значительного магнитного максимума в области развития вала Сорокина (см. рис. 3, А). По результатам магнитометрического моделирования вдоль профиля к этому поднятию приурочено магнитоактив-ное тело, протягивающееся до основания коры. Считается, что оно образовалось вследствие проникновения магнитных масс основного состава из мантии [12].
Приведенный материал не позволяет согласиться с выводами, что наличие гравитационных максимумов на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, как и ограничивающих их резкоградиентных зон, обусловлено структурными особенностями палеозой-мезозойского осадочного чехла и формирование гравитационных аномалий происходило в результате расхода собственной энергетики, создаваемой процессами флюидной динамики в самом чехле [14].
Совокупность всех геофизических и геологических данных позволяет говорить о том, что повсеместно областями внедрения магматических расплавов девонского времени являлись глубинные разломы северо-западного простирания, заложившиеся в рифее. Прямые и косвенные данные свидетельствуют о длительно-прерывистом пути их развития с окончательным формированием систем преимущественно в позднем триасе — ранней юре, что подтверждается и результатами изотопных исследований. Коровые разломы северо-вос-
точного и субширотного простираний, в отличие от северо-западных, могут быть связаны с ее блоковыми перемещениями в альпийское время [11].
Естественно, что мощные вертикальные области высокой плотности пород (см. рис. 3) представляют собой систему подводящих дайковых серий с промежуточными магматическими камерами. Продукты девонского базальтового магматизма представлены, помимо лавовых потоков, силлов и даек, также трубками взрыва, аналогичными таковым в Архангельской провинции. Для любых плюмовых процессов, включая, например, пермотриасовый магматизм Сибири, для Тимано-Пе-чорского региона также характерна перемежаемость внедрения толеитовых и щелочных серий пород, что свидетельствует о разнообразии структур подвода магм, которое включает не только вертикальные дренажные зоны, но и пологие сквозьлитосферные сдвиги. Среди продуктов магматизма преобладают породы толеито-вой, субщелочной и щелочной серий, отвечающих внут-риплитным ситуациям. Различные структуры региона по-разному реагировали на глубинные магматические возбуждения в мантии, что не позволяло широко и повсеместно проявляться какому-либо одному типу магматических комплексов [15]. В нижней консолидированной коре имело место и наложение палеозойских расплавов на магматические комплексы рифей-венд-ского времени с формированием областей смешанного петрохимического состава.
Используя данные о значениях продольных и поперечных сейсмических волн в нижней коре вдоль профиля, были получены сведения о приблизительном составе пород нижней коры в пределах выделенных блоков: Припечорского, Большеземельского, Варандей-Адзъ-винского и Коротаихинского (см. рис.3). Содержание кремнезема в нижнекоровых доменах составило 49,8;
60,6; 31,3 и 50,3 % соответственно, оксида железа--10 %
с минимумом в основании Большеземельского блока -6,7 %. Варандей-Адзъвинский домен резко выделяется и по содержанию в породах СаО — 19,9 % при значениях 11,7-7,7 % в других доменах. Исходя из средних содержаний оксидов в основных типах пород, можно говорить о формировании нижней коры Тимано-Печор-ской провинции за счет различных источников: преимущественно мафитовых магм для Припечорского и Коротаихинского блоков и мафит-ультрамафитовых магм повышенной щелочности - для Варандей-Адзъвинско-го блока. Данный аспект представляется важным, во-первых, потому что магмы повышенной щелочности характеризуются более высокими содержаниями растворенных флюидов, что должно обеспечить как более интенсивный автометасоматоз мафитов при их пульса-ционном внедрении, так и мощные области переработки вмещающего субстрата. Во-вторых, сами магмы, по сравнению с толеитовыми сериями, содержат повышен-
ные концентрации некогерентных высокозарядных элементов (в темноцветных минералах), которые могут мо-билизовываться из тел при флюидном воздействии. Пульсационное внедрение интрузий в нижнюю и среднюю кору приводит, в свою очередь, к образованию хрупких деформаций, интенсивному трещинообразованию в контактирующих с ними породных комплексах. Минерализованные магматогенные флюиды, отделяющиеся в процессе остывания и кристаллизации магм и наследующие их металлогеническую специализацию, вступают в процессы автометасоматоза, а также поступают в образовавшееся трещинное пространство с формированием во вмещающих породах эпитермальных аномальных полей повышенных концентраций Аи, Ад. РЬ, Си, Ъс\, Нд, БЬ, Аб. После проявления девонского активного тектоно-магматического этапа развития региона последующая тектоническая активизация вещественно-породных комплексов Тимано-Печорской провинции преимущественно в позднем триасе - ранней юре и альпийское время сопровождалась окончательным формированием частично унаследованной сети раз-ломных нарушений. Сдвиговый характер зон разломов порождал неравномерное распределение напряжений как в метаморфических, так и плитных комплексах, что приводило к образованию милонитов и катаклазитов с отделением из минералов флюидной фазы на основе связанной воды с формированием гидротермальных растворов. Состав и состояние водных, а затем и угле-кислотно-водных выделяющихся из пород флюидов будет определяться во многом как температурой в зонах разломов, флюидным давлением, минеральным составом и проницаемостью пород, так и процессами при-вноса-выноса вещества в контрастно отличающихся по составу породах. При этом подвижность многих компонентов будет зависеть от анионного состава раствора и изменения кислотности-щелочности процессов (от активности щелочей, прежде всего К и №) [16]. Такая ситуация возникает при фильтрации растворов как через терригенно-карбонатные рифейские комплексы фундамента, так и преобразованные тела мафитов, секущих всю кору региона.
Следует отметить и другой немаловажный аспект формирования гидротермальных растворов в зонах разрывных нарушений. При сдвиговых дислокациях разрушение пород сопровождается мощными сейсмотектоническими и механохимическими процессами, которые, наряду с образованием зон милонитов и катаклазитов и отделением из темноцветных минералов флюидной фазы, приводят к синтезу широкого спектра УВ как на основе углеродсодержащих неорганических составляющих, так и органических (Черский и др., 1982). Одной из особенностей процесса является образование, наряду с предельными УВ, олефинов, кислородсодержащих ароматических соединений с гидрофильны-
Рис. 4. ПОЛОЖЕНИЕ СКОПЛЕНИЙ УВ НА КАРТЕ ЛОКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ГРАВИТАЦИОННОГО ПОЛЯ
1 - фрагмент профиля ГСЗ Агат-1: 2 - контуры структур осалочного чехла; 3 -месторождения УВ
ми функциональными группам (-ОН, С=0, СООН, СОО) и других ненасыщенных соединений, которые в совокупности действуют в качестве комплексообразовате-лей по отношению к высокозарядным элементам (Th, РЗЭ, U, Zr, Ti и др.), обеспечивая их перенос в низкотемпературных гидротермальных условиях. Кроме того, хорошо известна способность переходных металлов, освобождающихся из минеральной матрицы пород, катализировать полимеризацию ненасыщенных органических соединений в водных средах и их сополи-меризацию с моноксидом углерода. Высокомолекулярные карбонильные, карбоксильные и карбоксилатные соединения также обладают ярко выраженным сродством к крупным высоковалентным катионам, образуя с ними стабильные комплексы. Сформировавшиеся таким образом в консолидированном основании региона восстановленные флюиды, мигрируя по восстанию, продолжают насыщаться элементами-примесями за счет дополнительного эффективного их извлечения из пород именно за счет присутствия в растворах органических соединений [17]. Вопросы образования элемен-тоорганических соединений, как и процессы накопле-
ния микроэлементов в нефтеобра-зующих системах, достаточно сложны, до конца не изучены. В связи с тем, что место локализации УВ-скоплений, как правило, значительно удалено от места формирования «первичного» восстановленного флюида, его геохимический состав будет определяться новыми термобарическими условиями миграции, взаимодействием с ОВ осадочных пород и устойчивостью эле-менторганических соединений.
Совокупность изложенного материала позволяет полагать, что внедрение магм повышенной щелочности вдоль глубинных разломов Варандей-Адзъвинского блока привело к мощной переработке вмещающего субстрата с одновременным повышением в нем концентрации некогерентных элементов. Последующее проявление преимущественно щелочной стадии развития гидротермальных процессов вызвало обогащение растворов высокозарядными элементами, что способствовало, наряду с синтезом У В, образованию сложных комплексных соединений металлов с органическими лигандами. В процессе расслоения единого флюида на водную и УВ-составляющие большая часть металлов в форме металлоорганических комплексов переходит в формирующиеся УВ-скопления, обеспечивая особую геохимическую специализацию нефти, локализованной в пределах вала Сорокина. Максимально высокая ме-таллоносность нефти Лабоганской залежи в карбонатных среднеордовик-нижнедевонских отложениях может быть обусловлена также ее локализацией в ловушке сбрососдвигового генезиса в наиболее геодинамиче-ски активной зоне на пересечении субмеридиальной и субширотной систем разломов [18].
Повышенная ураноносность нефтей и битумов Иж-ма-Печорской моноклинали, вероятно, связана с формированием состава нефтеобразующих растворов при участии мощного гранито-гнейсового подкомплекса в верхней коре. По материалам исследования вариаций Ра и (?п в поземных водах, приведенным в работе [19], показано, что в центральной части над Ижма-Печорской моноклиналью выделяется изометрическая аномалия высокого теплового потока со значениями 80 мВт/м2, которой соответствуют ареалы с большими концентрациями Ип. Самые высокие значения совокупной удель-
ной активности радионуклидов фиксируются около крупнейших корово-мантийных разломов западно-северо-западного простирания, а также в узлах наложения разрывных нарушений позднепалеозой-раннемезозой-ского времени заложения на рифейские. Надо полагать, что именно эти кислые породы служили одним из основных источников аномалий теплового потока земной коры, источником высоких содержаний в нефти урана и продуктов его распада в подземных водах.
Из рассмотрения материалов, полученных вдоль профиля Чешская губа — Пай-Хой, вытекает еще одна связь нефтеносности осадочного чехла с особенностями строения земной коры региона. В частности, скопления УВ приурочены либо к внутренним (Колвинский ме-гавал, Седъягинская ступень), либо к краевым частям палеорифтов (Шапкино-Юряхинский вал, вал Сорокина), но залежи всегда пространственно сопряжены с плотностными максимумами, локализуясь в резко градиентных зонах (см. рис. 1, 3). Эта закономерность отчетливо проявлена и при совместном рассмотрении локальной составляющей гравитационного поля и нефтеносности региона (рис. 4), что можно рассматривать в качестве возможного регионального поискового признака нефтеносности недр.
Таким образом, петрохимический состав консолидированной коры и магматитов девонского времени, деструкция пород на границах сред с различной плотностью в периоды тектонической активизации региона, образование сквозных зон проницаемости, протекание в земной коре наложенных флюидодинамических и гидротермальных процессов определяют приуроченность большинства скоплений УВ к дренажным системам крупных разломных структур, с одной стороны, и обусловливают геохимический облик нефтеобразую-щих систем и нафтидов — с другой.
Литература
1. Прищепа О.М. Нефтегазоносные системы Тимано-Пе-чорского осадочного бассейна (включая экваториальную пе-чероморскую часть) / О.М.Прищепа, Т.К.Баженова, В.И.Бо-гацкий // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52. - № 8.
2. Кочетков О.С. О путях формирования месторождений нефти и газа (на примере Тимано-Печорской провинции) / О.С.Кочетков, Л.Н.Алисиевич, В.И.Гайдеек, В.М.Юдин // Геология нефти и газа. — 2000. — № 5.
3. Готтих Р.П. Элементы-примеси как индикаторы геодинамических обстановок нефтенакопления / Р.П.Готтих, Б.И.Писоцкий // Докл. РАН. - 2010. - Т. 433. - № 4.
4. Тейлор С.Р. Континентальная кора: ее состав и эво люция / С.Р.Тейлор, С.М.Мак-Леннан. - М.: Мир, 1988.
5. Готтих Р.П. Условия формирования битумов Тимано-Печорской провинции (по результатам геохимических исследований) / Р.П.Готтих, Б.И.Писоцкий, А.В.Мохов // Докл. РАН. - 2014. - Т. 456. - № 3.
6. Мелков В.Г. Роль твердых углеродистых веществ в формировании эндогенного уранового оруденения / В.Г.Мел-ков, Л.М.Сергеева. — М.: Недра, 1990.
7. Готтих Р.П. / Возможность использования и-ТИ-РЬ и РЬ-РЬ систем для исследования нафтидов / Р.П.Готтих, Б.И.Писоцкий, Ю.Д.Пушкарев / Мат. V Рос. конф. по изотопной геохронологии. - М.: Изд во ИГЕМ РАН, 2012.
8. Шумлянский В.А. Киммерийская металлогеническая эпоха на территории Украины / В.А.Шумлянский. — Киев: Наукова думка, 1983.
9. Кузнецов Н.Б. Кембрийская коллизия Балтики и Арк-тиды, ороген протоуралид-тиманид и продукты его размыва в Арктике / Н.Б.Кузнецов //Докл. РАН. - 2006. - Т. 411. -№ 6.
10. Пучков В.Н. Эволюция литосферы: от Печорского океана к Тиманскому орогену, от Палеоуральского океана к Уральскому орогену / В.Н.Пучков // Проблемы тектоники Центральной Азии. - М.: ГЕОС, 2005.
11. Белякова Л.Т. Фундамент Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна / Л.Т.Белякова, В.И.Богацкий, Б.П.Богданов и др. — Киров: Изд-во ОАО «Кировская областная типография», 2008.
12. Костюченко С.Л. Структура и тектоническая модель земной коры Тимано-Печорского бассейна по результатам комплексного геолого-геофизического изучения / С.Л.Костюченко // Тектоника и магматизм Восточно-Европейской платформы. — М.: Фонд «Наука России», 1994.
13. Булин Н.К. Региональный прогноз нефтегазоносно-сти недр по глубинным сейсмическим критериям / Н.К.Булин, А.В.Егоркин. - М.: Центр ГЕОН, 2000.
14. Гаврилов В.П. Условия нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции / В.П.Гаврилов, Б.В.Григорьянц, М.И.Тарханов // Геология нефти и газа. - 2005. - № 5.
THE ROLE OF ABYSSAL PROCESSES IN HYDROCARBON ACCUMULATION FORMATION IN THE TIMAN-PECHORA OIL AND GAS PROVINCE
Gottikh R.P. (All-Russian Research Institute of Geological, Geophysical and Geochemical Systems), Pisotskii BJ. (Oil and Gas Research Institute RAS), Malinina S.S.. Chernenkoua AJ. (All-Russian Research Institute of Geological, Geophysical and Geochemical Systems)
Complex geochemical Investigations were conducted to study microelement composition of resinous-asphaltenic and asphaltenic oil fractions. The difference in composition and ratio of certain elements was shown for oil from the deposits of different struc-tural-tectonic zones in the region. In conjunction with bitumens geochemical differentiation data oil was divided into 3 groups related to the Varandey-Adzvin, Khoreyvey and Izhma-Pechora zones. Geophysical data for regional profiles allowed to reveal cau-se-and-effect relations between crustal structure, hydrocarbon accumulations location and their geochemical composition.
Key words: microelement composition; geochemical and geophysical investigations; oil fractions.
15. Балуев A.C. Континентальный рифтогенез севера Восточно-Европейской платформы в неогее: геология, история развития, сравнительный анализ: дисс. ... доктора геол.-минер. наук / А.С.Балуев. — М., 2013.
16. Граменицкий E.H. Петрология метасоматических пород / E.H.Граменицкий. - М.: Инфра-М, 2012.
17. Сутурин А.Н. Извлечение химических элементов из горных пород байкальской водой и органическими соединениями / А.Н.Сутурин, Н.Н.Куликова, С.М.Бойко и др. // Геохимия. - 2013. - № 5.
18. Сотникова А.Г. Варандей-Адзъвинский аалакоген: зоны нефтегазонакопления в карбонатных среднеордо-вик-нижнедевонских отложениях и приоритетные направления геолого-разведочных работ на углеводородное сырье (суша, Печороморский шельф) / А.Г.Сотникова // Геология нефти и газа. — 2009. — № 2.
19. Пономарева Т.А. Взаимосвязи теплового потока и естественных радионуклидов с глубинным строением Тима-но-Североуральского региона / Т.А.Пономарева, И.И.Шук-
томова // Известия Коми научного центра УрО РАН. — Вып. 3(11). - Сыктывкар, 2012.
© Коллектив авторов, 2016
Римма Павловна Готчх, главный научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, rlmgot@list.ru;
Богдан Иванович Писоцкий, главный научный сотрудник, доктор геолого минералогических наук, pisotskiy@llst.ru;
Светлана Сергеевна Малинина, старший научный сотрудник, кандидат технических наук, svetamalina@mail.ru;
Анна Игоревна Черненкова, инженер, chernenkova:a.i@yandex.ru.
